弃风限电与风电产业链高装低发电

弃风限电与风电产业链高装低发电

一、风电并网技术实践回顾中国（不包括台湾，下同）风力产业从2005年开始大规模发展，但增长迅速（图1）。据国家能源局公布的数据:2011年,中国风电全年累计的装机容量就已经占全球26%(图2)。然而,如图1所示,从2009年开始,电网接纳风电并网问题开始显现,2009年当年就有高达46%的风电无法并网。之后尽管并网率有所下降,但总量却是逐年攀升。到2013年,尽管弃风比例降至18.47%,但总量却高达14253MW。更值得注意的是,弃凤限电似乎已成风电常态。专家和业内人士对其原因的解读,是因技术局限和经济代价较高,导致了电网接纳风电存在比例上限。在全面评估技术经济可行性之后所测算的上限值为6.73%。③要解决风电并网问题,就必须对电网进行升级改造,通过电网扩容和增加调峰能力来缓解。为此,国家电网不断增加电网建设改造投资。2012年,实际投资超过预算,达到3054亿元;2013年高达3894亿元,2014年初更有4000亿元的盛宴开启。④但与电网升级改造的巨大投入相并存的,依旧是弃风限电的高位占比。这已经和发改委的风电强制并网政策及其他激励政策一道,成为中国风电的现实写照。但从国内外的实际情况来看,人们反复“预言”并“科学”测算出来的电网接纳风电上限已被证明是可以突破的。丹麦风电已经连续多年占全国入网电量的20%,最高峰时甚至达到100%,也就是说电网接纳的所有电量均来自风力发电。与中国风电开发模式类似的西班牙,并网风电也占到了电网负荷的20%。截至2012年3月底,我国的蒙西电网风电并网比例,占全网的21.32%,短时间超过30%,且电网运行稳定。⑤这些案例说明,只要采取能够维护产业链各环节的技术和经济类激励政策,促进风电大比例并网、减少弃风损失是可以实现的。风电并网可以说是所有发展风电的国家和地区都会面临的一个问题。尽管我国具有与别国不同的特殊国情,但所面临的风电并网难问题,同样也需要制定完善的制度和政策来协调风电发电产业链上下游的利益。因此,研究并借鉴成功实施风电并网的国家和地区的政策,同时兼顾我国特殊国情和风电产业发展导向提出借鉴思路,能够为提高我国风电并网比例提供相应的政策启示。二、全球典型的风和互联网政策(一)统一的标准是风电大循环的基础欧洲是世界风电发展和风电并网最成功的地区。其成功取决于国家和地区间的密切合作。电网互联和统一的电力市场,为电网调峰提供了技术支持和市场条件,从而实现了风电的大比例并网。电网互联必须要有统一的并网标准。由于欧洲各国风电发展情况不同,各国都按照自身的产业发展特征,在风机制造、风电场开发和并网方面制定了不同的标准。标准不同,就无法实现电网互联。而入网统一的规则不仅要求各国的电网要有统一的技术标准,并且还要按此标准对风机设备和风电场提出技术要求,使其标准符合入网标准的要求。为此,2009年,由欧洲电网运营商联盟(简称ENTSO-E)和欧洲风能协会倡导,风机制造商、风电开发商、监管机构等共同组成了欧洲并网导则工作组,建立了世界上最大的跨国同步互联电网,研究制定了统一的欧洲并网标准。来自34个国家的42个电网运营商加入了联盟。从风机设备、风电场建设和运营以及并网等产业链各环节,都必须严格遵循统一的技术标准。辖区装机容量828兆瓦,其中风电9.1%,其他可再生能源3.4%;输电线路总长度达30.5万公里,为5.25亿人提供供电服务。统一标准下的电网互联并不能必然导致风电高比例的并网,风电所具有反调峰和波动性特征,必须依赖更大范围电源结构的互补。电网互联再加上统一的电力市场,使欧洲各国跨国之间的电力调度非常频繁。欧盟于1996年开始建立统一电力市场,该市场上对风电实行的是电价鼓励政策。如北欧现货市场的风电电价结算办法是:对于已建成、执行固定电价的风电场,采用低于固定电价的市场电价加补贴电价结算;新建风电场采用市场电价加补贴电价结算。更重要的是,北欧电力市场于2009年11月30日正式推出了负电价交易制度,规定发电商在负电价时段如果仍然上网发电,需要向电网支付费用,而用户将获得用电收益。统一的电力市场使欧洲各国通过电力市场交易实现电力互供和调峰。如西班牙的风电和光电会输送到法国等国,或者依赖挪威的水电为风电和光电实行调峰;而丹麦在风力不足时,也会从挪威等国引进水电;而风力充裕时,则用挪威的水电为风电调峰。正是由于电力互调才使丹麦的风电并网率甚至会在短时间内达到100%。欧洲能够实现风电大规模、高比率并网,和欧洲各国在推动并网过程中的合作政策密不可分。尽管我国对各地区的风电实行的是统一管理,但是地区间的割据现象依然存在,尤其是相对独立的蒙西电网、国网和南方电网之间的合作加强,才能通过地区间的电力互调实现风电调峰。因此,借鉴欧洲国家风电并网的统一标准和电力互调政策,对提高我国风电并网率具有重要的借鉴意义。(二)欧洲典型国家的风力和网络政策1.实行电价补贴,将风电引入城2010年,丹麦的风力发电已经占到了全国入网电量的20%,最高峰时达到60%,短期内甚至达到100%。丹麦计划在2015年将风电总装机量提高35%,2020年丹麦的电力将有50%由风力提供。这一目标的实现将有1亿丹麦克朗被用于可再生能源开发。为鼓励风电上网,政府制定和采取了一系列基于产业链的政策措施。从支持风电设备制造技术到鼓励风电投资;从风电并网补贴到支持电网改造升级;从风机制造、风电场建设和运营到入网的产业链节点相互衔接的统一标准;从信贷补贴到财政补贴……丹麦政府均走在了世界各国前列。在产业链前端和中端,政府规定:私人投资风电能获得30%的补贴。其中,1999年之前购买的风机,在规定的满负荷小时数内享受补贴电价;超过规定的满发小时数后至风机运转满10年前,享受高于“初始电价”的次补贴电价;风机运转10-20年之间,原则上采用补贴加“初始电价”,同时,每度电还享有0.02丹麦克朗的平衡补贴。满20年后,每度电仍有0.01丹麦克朗的平衡补贴。⑥此外,丹麦政府还对使用化石燃料的用户征收空气污染税,而使用风能则享受一定的税收优惠。由于政策到位,丹麦风力发电技术应用日益成熟和市场化。在产业链后端,丹麦《电力供应法》要求风电必须优先上网。电网有责任收购并付款,如果风场建成后不能及时入网,电网公司必须对风电场业主给予经济赔偿。新的《可再生能源法案》中还规定,对于新建的海上风电场,在运行过程中如遇特殊原因被限制入网,电网公司也必须对风电场业主给予经济赔偿。为了保证该法规的顺利执行,丹麦政府实行了电价补贴制度:陆上风电场上网电价包括市场价格和固定补贴两部分,根据不同的并网时间采取差异化的补贴政策。海上风电接入陆地电网采用双轨式,由项目丹麦能源署的“丹麦国家行动计划”来决定风电场联网费用的承担形式:对于计划在列项目,电网公司将承担联网费用,开发商只需在汇集点投建一个升压变压器;而对于未列入计划的项目,风电开发商将负责从风电场到陆地电网的电缆连接,并根据需要投建升压变压器。此外,电网公司有权从电网安全角度出发,命令风电场平稳、及时地启动和关闭机组。对风电项目的政策激励和对电网的政策约束,推动了丹麦与其它国家的电网互联。丹麦电网已经加入了欧盟的ENTSO-E,并实行高于欧盟的并网标准。同时,借助于统一的电力市场实现不同电源结构的电力互换,从而对风电实现低成本的调峰。由于丹麦以火电和风电为主;挪威则以水电为主,水电发电量比重高达98.6%;瑞典以水电和核电为主;西班牙的光能资源丰富。为了保证入网后电力的平稳性,丹麦电网与这些国家的电网均建立了内联机制,实现了电力互换。风力强劲时,丹麦输送风电给光电发达的西班牙、水电发达的挪威和瑞典,而这些国家则将光电和水电送给无风时的丹麦。通过跨国电力调剂实现了风电的调峰,置换出风电电量,大大提高了风电利用效率,也是丹麦风电入网率可以多年保持20%的原因。2.德国风电并网政策及机制特点德国是世界上风电发展最早、规模最大、技术最发达的国家之一。也是最早完成了从风机设备到风电场建设、从风电并网到电网设计与运行,对整条风电产业链都制定了严格的技术标准。该标准甚至高于国际电工委员会的标准,完全可以执行ENTSO-E的标准,接近甚至达到常规能源的标准。达到标准的风电,政府制定了强制购电法(Feed-in-Tarrif,FIT),严格规定电网以固定电价收购全部风电,高于常规能源的电价部分由政府执行补贴计划。FIT的实施让德国在2001-2007年期间保持了风电装机容量世界第一的地位。对于国土面积只有中国和美国1/30的国家而言,风电的相对占比可见一斑⑦。2000年,政府在FIT的基础上又对风电投资直接补贴。2011年7月,德国修订了《可再生能源法》。规定:在风电运营初期采用固定“初始电价”并网,该电价是常规能源电价0.0487欧元/kWh的1.83倍;最长有效期为20年。期满后电价降至与常规能源相当的“基础电价”水平;同时将电价的递减率从修订前1%降至修订后的1.5%。这说明风电技术进步所导致的成本效应不断显现。对于风电产业链后端并网政策方面,德国在《加快基础设施建设法》中规定:2011年底前建设的海上风电场,开发商只需建设风电场内部的接入点,并网接入的资金和法律支持则由电网公司提供。这一机制尽管显著降低了风电场开发商的资金和运营成本,但庞大的电网改扩建工程会显著提高电网企业的成本。德国采用市场化机制来解决,即将由于风电并网所产生的调峰和电网改造成本全部纳入到消费电价中。据测算,2015年前,德国为配合海上风电的线路改造总费用高达11亿欧元,需提高消费电价0.025欧/kWh。⑧提价比例比基础电价高出一半以上。如果考虑海底电缆建设需要与海上运输及海岸自然保护区有关条例相协调的交易成本,消费电价水平还会提高。德国的风电同样存在风电禀赋和电力需求的空间割断现象:北部风能资源丰裕,而负荷中心却在南部。北部电网和南部电网之间的联络限制,也一度让德国的风电产生弃风现象。为了保证电网拥有充足的资金进行电网改造,德国政府认可电网运营商对电网扩建所付出的成本,并提高了超高压电网的投资收益率,鼓励电网公司对电网进行升级改造。在政府的鼓励下,德国两大电网公司TenneT和TransnetBW已经计划从北向南建设一条长800公里的输电网络,将北部丰富的风电送往南部工业城市。但风电项目目前也面临着融资的困难,加上政府对风电的补贴可能降低,电网建设过程中民众对环境的担忧,这些都成为影响风电产业发展的障碍。3.风电并网政策形成背景西班牙的风电自1997年开始飞速发展,到2010年,风电发电量就已经占全国总电力供应的15%以上。2011年3月,风电利用率达到21%创历史新高。西班牙风电的飞速发展与其所实施的一系列政策密不可分。研究认为:风电成本下降,60%依赖于规模化发展,40%依赖于技术进步。就风电产业上游设备制造业而言,上个世纪90年代后期,政府对拥有自主知识产权的本国风电技术研发进行税收和信贷的双重鼓励,风电设备企业在引进、吸收外国技术的同时,注重国产化率的提升。在政府政策的鼓励下,1999年西班牙单机容量仅为580千瓦,到2004年就已经上升为1100千瓦,当年装机容量的1920兆瓦所使用的设备均由在西班牙设立的工厂供应。政策鼓励下,西资风电设备制造商的市场份额从1999年的30%迅速上升到2004年的70%之多。从2001年开始,西班牙风电企业有保障的收益率推动了大量资本进入风电行业,并且,政府将风力发电量与碳排放权直接挂钩,也推动了电力企业对风电的投入。电力企业除了直接投资风电场外,还从风电开发商手中购买已建成的风电场。这都极大地刺激了西班牙风电的发展。风电由此进入了依赖规模化推动成本降低的发展阶段。2001-2009年,风电装机容量年均增长23.4%。截至2009年底,装机容量达到18.26兆瓦,占电力总装机容量的18.5%。风电总发电量占全国总发电量的12.5%。⑨而我国2010年风电发电量占全国总发电量的比重仅为1.5%,即使2015年目标,这一比重也不过是3%。⑩鼓励性的并网电价政策形成了西班牙政府对风电产业中游———发电端的推动。政府提供了两种补贴政策:一是持续20年的固定电价政策:电价水平为电力平均参考销售电价的90%,电网必须按此价格收购风电,超过部分由国家补贴。其二是持续20年的价格补贴政策。即风电平价并网,政府额外提供溢价。前五年的补贴价格为6.37欧分/度,第6-15年为6.02欧分/度,此后为5.66欧分/度;补贴部分为平均参考电价的50%。上述两种方式,风电企业每年都有一次选择权。如此设计的电价政策,即鼓励了风电竞争,同时也保证了风电场投资的收益率。因此,具有风力发电成本优势的企业会更多地选择溢价。大规模风电入网不仅需要加快配电网发展,而且要实现和周边国家的电网互联。西班牙政府对电网的激励,构成了风电下游的政策内容。电网不仅形成了全国联网,还通过5条400千伏输电线路与法国和葡萄牙互联,另有若干220千伏联网线路、1条400千伏海底电缆与摩洛哥互联。为了实现电网互联,西班牙也制定了高于欧洲ENTSO-E入网标准的标准。为了实现该标准,西班牙从风电规划、电源结构优化、电网建设、新技术应用、调度管理等方面采取了一系列标准化措施。同时,为了实现大规模风电并网,西班牙政府鼓励发展具有深度调峰能力的燃气机组、油气混合燃料机组,积极推动抽水蓄能机组建设。然而,2012年1月西班牙政府通过了一个禁令,取消了针对所有未批准可再生能源项目的补贴。禁令的颁布使得西班牙2020年装机33.75GW的目标困难重重。政府取消补贴,再加上新项目核准困难,影响了项目的融资,而输电线路和电网建设的滞后更加剧了项目融资的难度。可见风电发展对政策的依赖性。(二)美国风电项目美国风力发电始于石油危机之后,20世纪80年代初美国风电装机占全球的90%。之后,随着油价下跌和政府削减经费,风电产业突然停顿。2000年以后,随着全球清洁能源发展日益强劲,美国也加快了风电产业发展步伐。新增装机容量以每年30%的比例增长。截至2012年,美国风电新增装机容量达到13124MW,累计装机容量达到60000MW,年发电量占美国电力消费的3.5%,个别州已经达到10%。(11)为推动风电产业发展,美国在1992年出台并不断修订的《能源政策法案》和2009年出台的《经济复苏法案》。该法案的规定:2010年,风电退税额达2.2美分/度;2012年年底前投入运营的风电项目可获得10年期的退税。由于2008年金融危机,导致市场上税收股权投资者的数量明显减少,为此,“法案”规定2009年6月底开始,为符合条件的可再生能源项目提供30%的现金补贴。自该计划实施以来,共发放约50亿美元现金补贴。这为风电项目提供了大笔资金,当年美国的风电装机容量中超过6400MW、占64%以上的新增装机均选择了该补贴计划。美国最有效的风电激励政策同样是针对风电产业链各环节的政策。如鼓励风电设备制造的政策有联邦贷款担保计划、生产退税计划、财政激励计划和研发基金等一系列政策内容;鼓励产业链中游发电的政策尤其重要。美国已经有30多个州按照地区资源禀赋、政策和市场情况实施了可再生能源配额制度(RPS)配额制。具体做法是:首先,政府要制定一个可再生能源电力增长总目标,然后将目标分解给各供电商,强制供电商完成分配到的可再生能源发电目标。供电商可以自己完成目标,也可以选择从其他供电商处购买绿电来完成目标。两者之间的选择比例通常有地区资源禀赋、政策和技术的比较优势来决定。如此可以使供电商选择成本更加低廉的方式来完成目标。对于未完成目标的供电商,将采取罚款或替代性付款(ACP)的方式进行处罚。罚款通常用进入可再生能源专项基金,继续发展可再生能源。尽管各州的政策形式与最终执行目标存在较大差异,但大部分“配额制”均规定:到2025年,新增可再生能源装机容量达到73GW左右。届时将占美国当年零售电力销售的6%。到2030年,零售电力中合格的可再生能源发电比例达到15%~25%。从实施效果来看,风电项目受州级“配额制”影响最为显著。1998—2009年,在“配额制”的推动下,美国新增的可再生能源装机容量中,风电占94%左右。美国风电也面临着入网难的问题。2008年,美国地平线风能公司斥资3.2亿美元,建成枫树岭风场,但由于区域电网过于拥挤,这个装有200个风轮的风场最终被勒令关闭。明尼苏达州的卡普克斯电网的入网电量仅为风电发电量的10%。造成美国风电并网难的主因是电网系统的地区割据和分散特征。美国有500家左右的公司分营20万英里的输变线路。分割的电网系统,加上相互之间的市场竞争,不仅使电网间的合作异常困难,也让长途传输能力非常不足。而美国的风力资源空间错位现象又非常明显,这就对长途输送电力的能力提出了更高的要求。但是,地区格局和分散经营特征,使跨州的重大项目决策难以达成,导致很多输电项目被迫推迟,甚至搁浅。在没有政府投资,缺乏政策支持的情况下,美国电网的现代化举步维艰,尤其对于风力发电来说,这种情况更为严重。应对这一困境,美国能源部提出了“国家利益输电走廊计划”,以解决跨州电网互联,实现跨州电力传输。之后,美国政府开始力推智能电网工程,增强电网对于可再生能源电力的调配和吸纳能力。三、投资资金来源单一尽管目前中国风电的发展十分迅速,但要保持较快的持续性发展,仍有许多问题亟待解决。就产业链中端发电环节而言,尽管受到的政策鼓励明确,收益稳定,并由此带动了前端风电设备制造业的发展;但也存在投资资金来源单一(政府拨款较多,私人投资较少)等问题。而下游电网的垄断市场特征,加上政策鼓励和电网预期不对应,电网之间的地区割据,以及可再生能源基金来源对电网的补贴存在资金缺口,造成电网消纳风电的激励不足。(一)发电企业的政策结果固定并网电价(Feed-in-Tariff,FIT)通常是推动风电场建设的最重要政策之一,这从德国实施该政策后、风电装机容量迅速攀升至全球第一的效果可见一斑。我国同样也实行了强制性购电协议和固定并网电价政策(12)。并且,该定价还未设计价格递减比率,这在风电产业技术进步加快、风机制造产能过剩的价格效应和国产化率快速提高的现实背景下,固定并网电价所产生的收益效应,无疑在很大程度上保证了风电场享有高额的投资回报率。更重要的是,发电商的政策预期是:未来可能强制发电商执行可再生能源发电配额。各发电集团为了抢占建设条件和禀赋资源优良的地点,纷纷上马风电项目,一时间,“跑马圈风”成为风电产业的一道亮丽景观。如一类资源区内蒙古(13),风电装机从2007年底的580MW迅速增值2014年初的18488.6MW,占全国风电总装机容量的24.5%(14),位居全国第一位,短短7年的时间里就增加了近32倍之多。再看风电成本和价格的情况:2005年,在风电设备70%来自进口的情况下,该资源区风电度电成本为0.5元(15)。这一成本与当地火电(16)0.31的电价相比,已经不足2角的差距;与目前政府0.51的定价相比,仅有1分/度的差距。那么,2012年之后,在国产化率高达90%以上、风电设备制造业总体过剩的低价倾销情况下,风电成本会比2005年有很大程度的降低。如果再加上风电技术进步所产生的成本效应,风电成本可能会更低。实际情况的确如此。在内蒙古个别建设条件和禀赋资源良好的地区,2010年以后建成的风场,已经可以实现平价并网,但仍享有0.51的度电价格。风电场的利润水平可想而知。在如此高额利润的诱惑下,中国的风电装机容量还会不断攀升,(图1)导致风电发电量的增长超过了电网并网容量的增长。如果电网扩容、改造和升级的速度不能满足风电装机容量的同步增长,弃风限电也许会成为风电产业的常态。(二)风电设备制造企业应享受税收优惠政策通常,政府通过两种方式影响风电设备制造:一是利用研发项目、财税政策等科技推动型政策提供补贴;二是利用政府采购,为风电产业创造需求。我国风电装备制造业发展,政府在产业发展和技术创新模式演进中都起着决定性的作用。从“六五”开始,风机制造的立项就被作为科技攻关项目予以支持;同时,863、国家重大产业技术开发专项、可再生能源与新能源国际科技合作计划等(17),均对国产风电设备的研发和试制提供支持。即使如此,早期的风机制造技术仍缺乏自主创新能力。为此,政府为风机制造技术引进提供了换市场的政策,免除了为制造大型风机而进口相关设备的进口关税和进口环节增值税(18);同时,允许企业在现有增值税税率不变的前提下,逐年抵扣其新购进设备所含的进项税额;此外,风电设备制造企业还享受所得税三免三减半的优惠(19)。对于营业税鼓励而言,风机制造商所在地区还多数还以高新技术企业的名义,不同地区均有程度不等的返还营业税、增值税和所得税(20)。不仅如此,政府还设计了支持使用国产设备的风电场的扶植政策(21),规定这些风电场可以优先立项、优先并网(22),同时强制风电场使用的风机其国产化率不得低于70%。并且,政府还通过建立“国债”示范项目支持国产风电设备。在如此众多政策的支持下,中国的风机设备制造业得到了迅速发展,一大批的风电制造商涌现出来。风机的产量也从1996年仅有19MW,发展到2009年的13803MW,占据了世界三分之一的比重;国产品牌的风机在本土市场上已经占据了85%的绝对地位,并成为世界上最大的风电市场和风能设备制造中心。2010年,70%国产化率的强制措施形同虚设而得以取消;2013年,国内市场已经形成了成熟市场才具备的格局:以中材科技、中航惠腾、中复连众为代表占70%市场份额的高寡占市场格局。(23)伴随着风机设备制造业的迅猛发展,市场也迅速由供给不足转向过剩,超过30%的过剩产能,让风机制造企业的利润大幅下降,在市场上直接表现为风机价格的不断降低。这又直接导致风电场的单位装机成本下降。在政策刺激下,风电装机规模超越电网的并网容量,也是自然而成的了。设备制造业的迅猛发展的确可以极大地降低风电场的建设成本,但并网问题最重要的技术标准,却并未在竞争中胜出。虽然我国已初步建立了全产业链的国家标准和行业标准,但标准建设相对滞后,缺失风机制造、质量保证、安全运营、维护管理、实施监测和故障诊断等系列技术标准。尤其是设备机组不具备低电压穿越功能,成为提高并网率的一个主要障碍。(三)风电场技术进步率低,导致成本分摊原则并网现象严重中国广阔的国土面积所产生的超长距离的空间割断、季节错峰和调峰困难,让风电并网和输电困难重重。西北地区风电丰裕而东南地区电力需求旺盛。而风电丰裕的地区往往都是寒冷的缺水地区,不仅不适于水电调峰,还会因冬天供热而启动热电联产,在用电低谷却是供电高峰的季节,更增加了调峰的难度,弃风也往往在冬季产生。随着风电规模的不断扩大,调峰的高成本使电网承受的压力越来越重,势必降低电网购电的积极性。如果政府强制并网政策还继续实施,电网就会寻求各种借口阻止并网,或将调峰成本和并网成本通过各种隐性的方式转嫁给风电场,这就使风电场的技术进步率的表征存在误差。政府对电网的政策规定,按照成本均摊的原则购买风电的额外成本,应该由整个电网系统分摊,但是由于国家电网系统是由各个地区的地方电网系统组成,地区电网间可能的利益冲突会阻碍成本分摊原则的执行。从近期密集的保证并网政策却并未解决并网问题的现状中可见一斑。2012年以来,为了保证风电并网,各部门的相关政策密集而来。2012年3月14日,政策规定:专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用,按上网电量给予适当补助。度电补贴标准为:50公里以内1分,50-100公里2分,100